CC BY
35
8 ДОБЫЧА, БУРЕНИЕ
5/Н (05) ОКТЯБРЬ 2009 г. ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ
Опыт заканчивания скважин в сложных горно-геологических условиях
Р.Ш. ТАХАУТДИНОВ Л.С. СИДОРОВ
Продолжение. Начало в №4/Н сентябрь 2009г.
генеральный директор ООО УК «Шешмаойл»
к.т.н., главный специалист по бурению ООО УК «Шешмаойл»
г. Альметьевск
Исходя из учения о строении осадочных пород, возникновение структурных ловушек нефти напрямую связано с геотектоникой, поэтому тщательное их изучение с привлечением основ геомеханики позволяет достаточно точно прогнозировать наличие зон поглощений. Такой подход позволяет повысить эффективность буровых работ на небольших месторождениях.
Например, удалось существенно снизить стоимость бурения ряда скважин на Урать-минском месторождении. В скважинах №№ 332, 342 и 341, в соответствии с прогнозом по разработанной нами методике, предсказывались по мере углубления следующие осложнения: интенсивное газопроявление, нефтепроявление, полное поглощение промывочной жидкости. Поэтому для перекрытия верхнего интервала газопроявления первоначально рассматривался спуск дополнительной технической колонны диаметром 245 мм, что повышало стоимость строительства скважины дополнительно до 6 млн. рублей на одну скважину.
Проблема т.н. несовместимости условий бурения была решена за счет оптимизации программы буровых растворов и режима бурения. Поэтому точность прогноза и подбор оптимальных типов растворов при бурении в данных скважинах различных интервалов, а также подбор тампонирующих составов на основе глиноматериалов позволили предотвратить газопроявления, избежать нефтепро-явления, а зону полного ухода промывочной жидкости изолировать в процессе вскрытия. Тампонирование зоны полного поглощения промывочной жидкости производилось режимной закачкой глинистой пасты. Дополнительные затраты не превысили 0,3 млн. рублей на скважину.
Для сравнения: из-за возникших осложнений на этом же блоке месторождения имеются ранее построенные скважины с фактическим сроком строительства 4-5 месяцев при нормативном сроке 20 сут. Аналогичный прогноз осложненности был составлен для скважин №№ 40101, 40106, 40109 и 40112 Тумутукского месторождения, по результатам которого был произведен перенос площадки куста на 300 м в сторону, более благоприятную с точки зрения бурения без осложнений. Результаты оказались положительными. Все скважины закончены с высокими технико-экономическими показателями, отсутствием дополнительных работ, достигнута коммерческая скорость 1800 м/ст-мес, что превышает на 22% скорость базовых скважин. По опытным скважинам достигнуты высокие коэффициенты продуктивности.
Предлагаемый прогноз осложненности имеет хорошую перспективу, так как позволяет производить оценку успешности бурения на новых площадях, не охваченных бурением.
Разработанный метод связан с реальной геотектоникой и элементами геомеханики, то
есть строением, расположением и напряженным состоянием горных пород, в то время как прогноз, проводимый по взаиморасположению к ближним и соседним скважинам, не всегда применим, так как скважины могут располагаться в различных структурных планах. Поэтому можно сказать, что методика основана не на разработке очередной технологии изоляции или ликвидации осложнений, а на их предупреждении.
ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНОГО ГОРИЗОНТА
БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ
В ООО УК «Шешмаойл» перед вскрытием продуктивного горизонта на скважине производятся мероприятия по профилактике состояния бурового оборудования и циркуляционной системы во избежание простоев и остановок на этапе вскрытия. Уточняется положение верхних маркирующих горизонтов по шламу или геофизическими методами, производится исследование вышележащих пород на предмет отсутствия поглощений. Одним из важнейших факторов улучшения нефтегазоотдачи скважин является сохранение естественной пористости и проницаемости продуктивных коллекторов в процессе их разбуривания.
На сегодняшний день широкий ассортимент химических реагентов для бурения позволяет производить различные типы буровых растворов на водной основе, тем не менее они не способны существенно снизить фильтрацию без ухудшения других параметров раствора, например реологических. Кроме того, необходимо считаться и с технико-экономическими факторами: чем сложнее рецептура раствора, тем выше его стоимость, соответственно приготовление раствора требует более сложного оборудования.
С точки зрения фильтрации и особенностей их кинетики в пористо-проницаемых средах, для нас значительный интерес представляют системы, имеющие поверхности раздела фаз, то есть полигетерогенные или многофазные системы. В этом случае процесс фильтрации принимает фазовый характер (регулируя соотношение фаз, можно добиться существенного ограничения фильтрации водной фазы). Закономерности фильтрации многофазных систем универсальны и применяются во многих отраслях, в том числе и в нефтедобыче /1 /. Поэтому за основу промывочной жидкости для вскрытия продуктивного пласта приняты эмульсионные буровые растворы, как с твердой фазой, так и безглинистые. Эмульсионные буровые растворы имеют ряд преимуществ по сравнению с другими типами растворов на водной основе. Исследования показали, что в них, как правило, формируются эмульсии первого и второго рода, причем эмульгаторами являются включения полисахаридов, акрилатов,
монтмориллонита, дисперсного мела. Эти компоненты способствуют образованию в буровом растворе эмульсии первого рода (Н/В), то есть «нефть в воде». Лигниты, натриевые, калиевые и аммонийные соли ВМЖК, ряд поверхностно-активных веществ, таких как химические эмульгаторы, способствуют формированию эмульсии типа «вода в нефти» (В/Н). Ввод комбинированных эмульгаторов, состоящих из анионогенных и анионактивных групп, образуют на поверхности глобул устойчивые защитные пленки, предотвращающие коагуляцию и расслоение /2/.
Указанные преимущества подтверждаются стабильностью заданных технологических параметров в процессе всего бурения, проведения промыслово-геофизических работ, спуска и цементирования эксплуатационной колонны. Дополнительно расширены технологические свойства эмульсионных буровых растворов до т.н. мультифазных систем, включающих стабилизированную дисперсную газовую фазу /3/. Высокая прочность глобулярной газовой фазы подтверждается известной формулой Лапласа:
F = 2сг / г,
т.е. внутренне давление в элементарной глобуле газа достигает очень больших величин при радиусе, соизмеримом с размерами коллоидных частиц /4/. Газовая фаза, как наиболее подвижная, необходима для инициирования фазовой фильтрации во вскрываемом коллекторе, характеризующемся наличием многочисленных пор и микротрещин, пронизывающих нефтяной пласт независимо от его литологии. По ним, собственно, и направлены фильтрационные потоки традиционных буровых растворов, ухудшающие проницаемость коллектора из-за проникновения водного фильтрата, шлама, глинистых частиц, утяжелителя, сопровождающегося формированием осадков и эмульсий, а следовательно и сужением поровых каналов.
Разработанные нами растворы с фильтрационными свойствами, основанными на принципе относительной фильтрации многофазной системы из-за разницы скоростей отдельных фаз, высокой поверхностной энергии и перепада давления, создают условия для преимущественного проникновения газовоздушной фазы и формирования четочной структуры в поровом канале. Возникновение в поровых каналах эффекта Жамена приводит к появлению дополнительного сопротивления к фильтрации водной фазы. Величина его весьма значительна. Установлено, что дисперсная фаза в виде единичной газовой глобулы в поровом канале создает сопротивление до 1,5 атм., при этом формированием четочных структур из газовых глобул можно достигнуть дополнительного сопротивления, для водной фазы фильтрата бурового раствора - до величины, равной 15 атм. на протяженности канала (всего 20-30 мкм). ►
ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ 5/Н (05) ОКТЯБРЬ 2009 г.
ДОБЫЧА, БУРЕНИЕ 9
Кроме того, предотвращение резких, циклических перепадов гидродинамического давления позволяет избежать интенсивного кавернообразования в глинистых породах продуктивного горизонта. Глобулярная газовая фаза является хорошим демпфером, сглаживающим перепады давления, соответственно в процессе бурения не отмечаются поглощения и потери раствора, связанные с раскрытием трещин пласта под влиянием гидродинамического давления при бурении и спуско-подъ-емных операциях.
РЕЖИМ БУРЕНИЯ
Очевидно, что режим бурения при вскрытии продуктивного коллектора должен отличаться от режимов бурения непродуктивных горизонтов. Хотя об этом нет какой-либо достоверной информации, тем не менее недостатки бурения гидравлическими забойными двигателями (ГЗД) продуктивных пластов очевидны и выражаются прежде всего в том, что технологические параметры бурового раствора должны обеспечивать устойчивую работу забойного двигателя. Известно, что устойчивая работа гидравлического двигателя требует повышенного расхода промывочной жидкости, в 1,5-2,0 раза больше, чем требуется для очистки забоя от выбуренной породы. Для эффективной очистки забоя при бурении долотом с диаметром 215,9 мм достаточно поддерживать расход 17 л/сек. При этом для вращения долота ГЗД необходимо поддерживать производительность бурового насоса на уровне 30-36 л/сек. Это в свою очередь приводит к росту гидравлического давления на пласт в 2-4 раза. Следующий существенный недостаток заключается в том, что технологические параметры раствора регулируются в пределах, необходимых прежде всего для обеспечения нормальной работы ГЗД, при этом требования к буровому раствору по отношению к качеству вскрытия становятся второстепенными. Гидравлические забойные двигатели устойчиво работают в относительно узком диапазоне технологических параметров буровых растворов. Имеется значительное количество буровых растворов, в среде которых ГЗД не работают - это буровые растворы на углеводородной основе, растворы, содержащие наполнители, высоковязкие растворы. К тому же применение ГЗД повышает суммарное давление в циркуляционной системе на 80-И 20 атм.
С учетом рассмотренных недостатков применения гидравлических забойных двигателей, для эффективного вскрытия
продуктивных пластов, ООО УК «Шешма-ойл» принят роторный способ бурения, наиболее полно отвечающий условиям регулирования гидравлической программы первичного вскрытия и контроля работы долота. В перспективе вскрытие роторным способом предполагает отбор шлама, корректную его привязку, проведение непрерывного механического каротажа. Эта дополнительная информация может быть использована, например, для проведения гидроразрыва уже в процессе эксплуатации.
ПРАКТИЧЕСКИЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ВСКРЫТИЯ
Применение мультифазных буровых растворов при вскрытии продуктивных пластов в различных геолого-технических условиях в течение нескольких лет позволили установить достаточно высокую их эффективность. Растворы применялись при вскрытии 175 объектов на различных площадях и залежах, включая Ромашкинское месторождение. При бурении использовались различные буровые установки. Оценка качества вскрытия производилась по исследованиям снижением уровня, по замерам дебита с установкой глубинного манометра в скважине. Например, в ЗАО «Геотех» вскрытие пласта на экспериментальных растворах начали производить с 2003 года и установили, что добывающие скважины осваиваются в очень короткие сроки, всего за 1 -2 сут, причем продуктивность равна (а в некоторых случаях выше) продуктивности, определенной потенциальным методом. Хорошие результаты были получены и при бурении нагнетательных скважин. Скважины №№ 85,89 были освоены с высокой приемистостью. Да я сравнения, скважина № 65, построенная по обычной технологии, освоена под закачку с дополнительными работами. Приемистость скважины даже после проведения ОПЗ оказалась в два раза ниже приемистости опытных скважин №№ 85 и 89, а давление нагнетания выше более чем в два раза /5/. Таким образом, мультифаз-ные системы выявили свое преимущество и при вскрытии пластов в нагнетательных скважинах.
Скин-фактор по результатам исследования опытных скважин составил 0,2--0,5, по базовым скважинам - 4,0-10,0.
Результаты первичного вскрытия с помощью мультифазных систем на 175 объектах представлены в таблице (табл. 1). Дебит базовых скважин принят за 100%.
Величина скин-фактора в пределах 1,0-0,2 также указывает на фактическое отсутствие в призабойной зоне скважины слоев с ухудшенной проницаемостью по сравнению с более
удаленной частью пласта. Экономический эффект по всем объектам превысил 437 млн. рублей, а на один объект в среднем составил 2,5 млн. рублей.
ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ:
1. Получено практическое подтверждение принципиальной возможности регулирования водоотдачи буровых растворов на основе эффектов конкурентной фильтрации различных фаз, что оказалось эффективным как с точки зрения экономики, так и качества вскрытия пласта.
2. Разработанные мультифазные системы и опыт работы на внедренных объектах выявили высокую эффективность по сохранению потенциальных дебитов добывающих и приемистостей нагнетательных скважин. Дебиты добывающих скважин при освоении превышают про-дук-тивность базовых скважин в среднем в 1,9 раза, а приемистость нагнетательных скважин в среднем в два раза выше.
3. Величина скин-фактора при применении мультифазных систем, составляющая -1-0,2 (таблица), указывает на фактическое отсутствие в призабойной зоне слоя с ухудшенной проницаемостью в сравнении с удаленной зоной пласта. Это обеспечивает соотношение фактического и потенциально возможного дебита в 0,9-1,1 раза.
4. Для базовых растворов величина скин-фактора составляет 5-10, что соответствует 0,6-0,4 от потенциальной продуктивности.
5. Мультифазные промывочные агенты - это перспективное направление в области буровых растворов для вскрытия продуктивных пластов. ■
ИСПОЛЬЗОВАННАЯ
ЛИТЕРАТУРА:
1. Пыхачев Г.Б., Исаев Р.Г. Подземная гидравлика - М:, Недра, 1973, стр. 88.
2. Михеев В.Л. Технологические свойства буровых растворов -
М:, Недра, 1979, стр. 185.
3. Патенты РФ №№ 2 235 750, 2 243 984.
4. Фролов Ю.Г. Курс коллоидной химии. М:, Химия, 1982, стр. 88.
5. Сборник «Совершенствование методов проектирования разработки нефтегазовых месторождений Татарстана на современном уровне» г. Альметьевск, ТатАСУНефть, 2006 г., стр. 209-210.
Тип бурового раствора
Базовые растворы
Мультифазные системы
Карбонатный коллектор Терригенный коллектор По всем типам коллекторов в среднем
Отношение де- Отношение де- Отношение де-
бита к базовому, Скин-фактор бита к базовому, Скин-фактор бита к базовому, Скин-фактор
% % %
100 5,0-10,0 100 4,0-8,0 100 4,0-10,0
121 -0,5-0,2 196 -1,0--0,2 165 -0,2--0,5
Табл.1
